Комбинированный реагент-стабилизатор на основе таллового пека для обработки буровых растворов и способ его получения


 


Владельцы патента RU 2630460:

Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Сибирского отделения Российской академии наук (RU)

Группа изобретений относится к бурению нефтяных и газовых скважин. Технический результат - улучшение реологических и фильтрационных свойств буровых растворов и снижение фильтрации в 1,5-3 раза при сохранении или увеличении значений статического напряжения сдвига и условной вязкости пресных и слабоминерализированных растворов, возможность бурения в жестком терригенно-карбонатном разрезе, где трудно удержать структуру глинистого раствора. Комплексный реагент-стабилизатор для обработки пресных и слабоминерализованных буровых растворов по первому варианту содержит, мас.%: дизельное топливо или нефть плотностью от 0,78-0,92 г/см3 20; карбоксиметилцеллюлозу, или гидролизованный полиакрилонитрил, или крахмал 2-2,5; талловый пек 2-5; воду остальное. Комплексный реагент-стабилизатор для обработки пресных и слабоминерализованных буровых растворов по второму варианту содержит, мас.%: дизельное топливо или нефть плотностью от 0,78-0,92 г/см3 25-50; талловый пек 3-5; алюминий сернокислый 3-5; воду остальное. Комплексный реагент-стабилизатор для обработки пресных и слабоминерализованных буровых растворов по третьему варианту содержит, мас.%: дизельное топливо или нефть плотностью от 0,78-0,92 г/см3 25-35; карбоксиметилцеллюлоза, или гидролизованный полиакрилонитрил, или крахмал 2,5-4; талловый пек 2,5-3,5; алюминий сернокислый 3-4; вода остальное. 6 н.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к составам реагентов-стабилизаторов буровых растворов на углеводородной основе малой плотности с улучшенными значениями реологических и фильтрационных свойств, и может применяться при бурении в жестком терригенно-карбонатном разрезе, где трудно удержать структуру глинистого раствора обычными химреагентами.

Уровень техники

Известно, что при бурении нефтегазовых скважин вращательным способом в скважине циркулирует поток жидкости, которая помимо функции удаления шлама выполняет и другие важные функции, направленные на эффективное, экономичное и безопасное выполнение и завершение процесса бурения (1. Дмитриев А.Ю. Основы технологии бурения скважин. Учебное пособие. - Томск: изд. Томского политехнического университета. 2008. - 216 с.). По этой причине состав буровых растворов имеет очень важное значение.

Известен буровой раствор (2. Усынин А.Ф., Тур В.Д., Телицина А.И. Буровой раствор. А.С. СССР №1204625, C09K 7/02, 1983), который содержит каустическую соду и воду, в качестве глинопорошка и ингибирующей добавки, с целью повышения солестойкости и крепящих свойств раствора, содержит глиносолевой порошок, а в качестве реагента-стабилизатора - талловый пек, бардяной концентрат жидкий (БКЖ) и дизельное топливо (ДТ) при следующем соотношении ингредиентов (мас. %):

глиносолевой порошок 20,0-21,0
каустическая сода 0,5-0,7
талловый пек 3,4-4,5
бардяной концентрат жидкий 10,2-13,5
дизельное топливо 6,8-9,0
вода остальное

Буровой раствор готовят следующим образом: сначала готовят комбинированный реагент на основе таллового пека, дизельного топлива и бардяного концентрата жидкого (КРТБ). Для этого берут 270 г таллового пека (1 вес. ч.), 540 г ДТ (2 вес.ч.) и 840 г БКЖ (3 вес.ч.). В дизельном топливе в течение 30 мин растворяют талловый пек и помещают в отдельную емкость. Затем в бардяные концентраты жидкие при плавном перемешивании и в течение 30 мин добавляют воду, чтобы вязкость водного раствора составила 30 с. При интенсивном перемешивании к водному раствору БКЖ постепенно добавляют раствор таллового пека в дизельном топливе. По мере загущения реагента его разбавляют водой, обеспечивая тем самым определенный режим диспергирования с сохранением вязкости на уровне 60 с. По истечение 60 мин перемешивания процесс загущения стабилизируется и полученную смесь вводят в суспензию 210 г глиносолевого порошка, размешанного в 160 г воды. Полученный буровой раствор экономичен, что обусловлено его устойчивостью практически к любой минерализации, а за счет улучшенных ингибирующих и стабилизирующих свойств обладает более высокими крепящими свойствами - повышает устойчивость образцов из аргиллита и гидрослюдистой глины в 2,5 раза по сравнению с прототипом (устойчивость глинистых образцов в среде указанных растворов определялась при одноосном сжатии). При этом используемый талловый пек, омыленный кальцинированной содой, содержит в своем составе, вес. %:

нейтральные вещества 32-35
окисляющие вещества 16-18
жирные кислоты 18-26
натриевые соли жирных кислот 10-20
натриевые соли смоляных кислот 8-10

Известен буровой раствор (3. Усынин А.Ф., Олейник С.П., Богомолов Б.Д., Тиранов П.П., Ушаков Е.А., Софрыгина Л.М. Буровой раствор. А.С. №1315464, C09K 7/02, 1985), который содержит талловый пек, лигниновый компонент, каустическую соду, глинопорошок, дизельное топливо (ДТ) и воду. В качестве лигнинового компонента раствор содержит сульфатный лигнин (СЛ), а в качестве глинопорошка - бентонитовьй глинопорошок (БГ) при следующем соотношении компонентов, мас. %: БГ 1,0-5,0; СЛ 3,4-10,2; каустическая сода 0,29-0,85; талловый пек 1,2-3,6; ДТ 2,4-7,2; вода остальное. Для получения бурового раствора сначала готовят глинистый раствор, а затем стабилизируют его комбинированным реагентом на основе таллового пека и СЛ. Комбинированный реагент готовят, растворяя в 1,0-2,0%-ном растворе каустической соды в течение 1 ч расчетное количество СЛ. Параллельно готовят 30-33%-ный раствор таллового пека в ДТ. Затем к водощелочному раствору СЛ при перемешивании добавляют раствор таллового пека в дизельном топливе. Реагент готов через 1 ч. Таким образом, термостойкость бурового раствора составляет 270°С, а коэффициент устойчивости увеличивается в 2,26 раза.

К недостаткам указанных выше реагентов-стабилизаторов следует отнести низкую эффективность при регулировании значений (увеличении) вязкости и (уменьшении) фильтрации бурового раствора. Их расход в расчете на единицу веса бурового раствора может достигать 50-60 мас. %, реагенты готовят и используют в виде эмульсий (вода + дизельное топливо) с содержанием сухих веществ не более 20% и 22,5% соответственно.

Известен инвертный эмульсионный буровой раствор (4. Усынин А.Ф., Тур В.Д., Войтенко B.C., Телицина А.И., Горецкий С.Н. Инвертный эмульсионный буровой раствор. А.С. СССР №1134594, C09K 7/06, 1983), содержащий воду или глинистый раствор на водной основе, дизельное топливо, талловый пек, омыленный (ОТП) углекислым натрием (кальцинированной содой), побочный продукт производства фитостерина (ППФ) и мелкодисперсный мел при следующем соотношении ингредиентов, мас. %: вода или глинистый раствор на водной основе 23-39, дизельное топливо 40-50, талловый пек, омыленный углекислым натрием 10-12, побочный продукт производства фитостерина 1-3, мелкодисперсный мел 10-12.

Приготовление инвертного эмульсионного бурового раствора осуществляется по следующей технологии. В воде или в глинистом растворе на водной основе при перемешивании растворяют часть таллового пека, омыленного углекислым натрием, в количестве до 50 мас. % от расчетного. Затем вводят дизельное топливо с растворенной в нем оставшейся частью омыленного таллового пека. В образующуюся эмульсию добавляют ППФ и мелкодисперсный мел, которые стабилизируют эмульсию.

Недостатками данного инвертного эмульсионного бурового раствора являются низкие значения условной вязкости - от 37 до 100 с и статического напряжения сдвига: СНС за 1 мин составляет 6-12 дПа, СНС за 10 мин составляет 12-20 дПа. Из-за низких значений СНС и реологических параметров: пластической вязкости от 14 до 18 сП, динамического напряжения сдвига от 28 до 68 дПа отсутствует полный вынос шлама выбуренных частиц горных пород из пологих участков ствола скважины в пределах значений зенитного угла 60-80 градусов. Высокая фактическая фильтрация инвертного эмульсионного бурового раствора (12-14 см3/30 мин), измеренная в термобарических условиях: температуре 93°С и перепаде давления на поверхность фильтрации ΔР=35 кгс/см2, негативно влияет на качество вскрытия продуктивных пластов. К моменту стабилизации процесса фильтрации через 30-36 часов ее значения достигают 60-70 см3. За это время в зоне влияния скважины - проникновения фильтрата или эмульсии блокируется часть порового пространства продуктивного пласта.

Недостатками инвертного эмульсионного бурового раствора являются также повышенный расход углеводородной жидкости (дизельного топлива или нефти), эмульгатора и стабилизатора эмульсии - омыленного таллового пека; высокая пожароопасность при нагреве углеводородной жидкости до температуры ~80°С для растворения твердого омыленного таллового пека.

Известен комплексный реагент-стабилизатор, используемый для полимерных и малоглинистых буровых растворов, включающий талловый пек, который дополнительно содержит технические лигносульфонаты, каустическую соду, структурообразующий агент - сополимер акриламида и акрилата натрия с молекулярной массой 14⋅106 г/моль - Праестол марки 2530 или высоковязкий реагент на основе Гипана - ВПРГ и воду при следующем соотношении ингредиентов, мас. %: технические лигносульфонаты 15-17, каустическая сода 5-6, указанный структурообразующий агент 15-17, талловый пек 59-62, вода остальное (5. Ипполитов В.В., Усынин А.Ф., Зарецкий B.C., Уросов С.А., Подшибякин В.В., Бахарев Ф.А. Патент RU 2236430, C09K 7/02, 2003).

К недостаткам комплексного реагента-стабилизатора полимерных и малоглинистых буровых растворов относится сложность его приготовления, для чего требуются высокие энергоемкие затраты.

Как известно, удержание частиц выбуренной породы во взвешенном состоянии в буровой (промывочной) жидкости, находящейся в скважине, необходимо для предотвращения прихватов бурильного инструмента при прекращении циркуляции. Для выполнения этой функции буровой раствор должен обладать тиксотропными свойствами, то есть способностью превращаться при отсутствии движения из золя в гель с образованием структуры, обладающей определенной устойчивостью. Устойчивость структуры оценивается величиной статического напряжения сдвига (СНС).

Технической задачей изобретения является значительное снижение фильтрации бурового раствора при сохранении или увеличении значений статического напряжения сдвига (СНС) и вязкости пресных и слабоминерализированных растворов при бурении в жестком терригенно-карбонатном разрезе, где трудно удержать структуру глинистого раствора обычными химическими реагентами (например, гашеная известь).

Осуществление изобретения

Поставленная цель достигается за счет использования комплексного реагента-стабилизатора на основе таллового пека (КРП) для обработки пресных и слабоминерализированных буровых растворов, включающего талловый пек; дизельное топливо или нефть плотностью от 0,78-0,92 г/см3; алюминий сернокислый (Al2(SO4)3); карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), или гидролизованный полиакрилонитрил, или крахмал.

Исследовались следующие соотношения ингредиентов:

Состав КРП 1: Дизельное топливо или нефть плотностью от 0,78-0,92 г/см3 - 20%; карбоксиметилцеллюлоза, или гидролизованный полиакрилонитрил, или крахмал - 2-2,5%; талловый пек - 2-5%; остальное - вода.

Состав КРП 2: Дизельное топливо или нефть плотностью от 0,78-0,92 г/см3 - 25-50%; талловый пек - 3-5%; Al2(SO4)3 (Алюминий сернокислый) - 3-5%; остальное - вода.

Состав КРП 3: Дизельное топливо или нефть плотностью от 0,78-0,92 г/см3 - 25-35%; карбоксиметилцеллюлоза, или гидролизованный полиакрилонитрил, или крахмал - 2,5-4%; талловый пек - 2,5-3,5%; Al2(SO4)3 - 3-4%; остальное - вода.

Талловый пек является нелетучей фракцией, определяемой ректификацией сырого таллового масла. Он состоит из сложных эфиров, жирных и смоляных кислот фитостеренов, спиртов углеводородов и т.п. (6. Стандарт ТУ-13-4000177-184-84. Пек талловый для нефтехимической промышленности).

Алюминий сернокислый (сульфат алюминия) - высококачественное химическое вещество, предназначенное для произведения эффективной очистки воды, имеет довольно низкую степень токсичности и не подвержен возгоранию, самовоспламенению, то есть не горюч и не представляет собой взрывной опасности.

Карбоксиметилцеллюлоза - аморфное бесцветное вещество с молекулярной массой (30-25)⋅103; температурой размягчения - 170°С; плотностью 1,59 г/см3. Водный раствор карбоксиметилцеллюлозы обладает тиксотропными свойствами.

Гидролизованный полиакрилонитрил («Гипан») (7. Стандарт ТУ 2458-023-95901562-2012) представляет собой порошкообразный полиакрилонитрил, получаемый гидролизом нитронного волокна. «Гипан» применяется в буровых растворах на водной основе для снижения показателя фильтрации. Не оказывает влияние на изменение вязкости бурового раствора. Эффективно стабилизирует глинистые буровые растворы, снижает интенсивность наработки твердой фазы в процессе бурения, повышает смазочные и противоприхватные свойства бурового раствора. Используется при высоких температурах (до 220°С). Морозоустойчив и не подвергается ферментативному разложению (загниванию) при высоких температурах.

Технология приготовления комплексного реагента-стабилизатора на основе таллового пека проста и включает:

1. Подготовку водно-углеводородного раствора (дизельное топливо или нефть + вода) с добавлением КМЦ, или гидролизованного полиакрилонитрила, или крахмала (КРП 1 и КРП 3).

2. Отдельно в воде растворяют талловый пек и Al2(SO4)3 (КРП 1 и КРП 2) в концентрации 20-30%, при необходимости ускорения процесса растворения воду с талловым пеком подогревают до 80°С.

3. Полученный раствор смешивается с водно-углеводородным раствором.

Результаты полевых испытаний предлагаемых рецептур реагентов-стабилизаторов, направленных на улучшение характеристик бурового раствора, представлены в табл. 1.

По полученным данным видно, что добавление КРП всех трех составов оказал положительное влияние на свойства бурового раствора (БР). В буровом растворе с КРП-1 увеличились показатели условной вязкости (Т, сек) в 2-3 раза. В буровом растворе с КРП-2 также увеличилось показание условной вязкости в 2 раза, кроме испытания на засоленном растворе, где наблюдается снижение показателя условной вязкости. В буровом растворе с КРП-3 показания условной вязкости сохранились или увеличились в 2 раза.

Во всех случаях наблюдается повышение статического напряжения сдвига (СНС) от 2 до десятков раз: с использованием состава КРП-1 в 2-3 раза, а с использованием состава КРП-3 в 1,5 раза снизилось фильтрационное свойство (Ф30) за счет формирования слабопроницаемой эластичной корки, с использованием состава с КРП 2- фильтрационное свойство сохранилось. Изменение плотности (ρ, кг/см3) глинистого раствора до и после обработки - незначительное (10 кг/см3).

Разработанные составы комплексных реагентов-стабилизаторов (КРП) испытывались для обработки только пресных глинистых растворов. Величины добавок КРП в процентах к объему обрабатываемого раствора: КРП-1 - 10-15%; КРП-2 - 3-5%; КРП-3 - 1-5%.

В результате полевых испытаний установлено, что комплексные реагенты-стабилизаторы обладают смазывающей способностью и свойствами ингибирующих добавок. Ингибирующие функции составы КРП-2, КРП-3 выполняют и в соленонасыщенных глинистых, и в полимерных, и в асбогелевых растворах.

Применение КРП обеспечивает существенное снижение расходов дорогих химических реагентов (например: КССБ-1;2;4, борсиликатный реагент).

Предлагаемое изобретение может использоваться в жестком терригенно-карбонатном разрезе, где трудно удержать структуру глинистого раствора обычными химическими реагентами.

Технический результат - снижение фильтрации (Ф30см3) в 1,5-3 раза при сохранении или увеличении значений статического напряжения сдвига (СНС) и условной вязкости (Т, сек) пресных и слабоминерализированных растворов.

1. Комплексный реагент-стабилизатор для обработки пресных и слабоминерализованных буровых растворов, включающий талловый пек, отличающийся тем, что он дополнительно содержит дизельное топливо или нефть плотностью от 0,78-0,92 г/см3, карбоксиметилцеллюлозу, или гидролизованный полиакрилонитрил, или крахмал при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

дизельное топливо или нефть плотностью от 0,78-0,92 г/см3 20
карбоксиметилцеллюлоза, или гидролизованный
полиакрилонитрил, или крахмал 2-2,5
талловый пек 2-5
вода остальное

2. Комплексный реагент-стабилизатор для обработки пресных и слабоминерализованных буровых растворов, включающий талловый пек, отличающийся тем, что он дополнительно содержит дизельное топливо или нефть плотностью от 0,78-0,92 г/см3, алюминий сернокислый (Al2(SO4)3) при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

дизельное топливо или нефть плотностью от 0,78-0,92 г/см3 25-50
талловый пек 3-5
алюминий сернокислый 3-5
вода остальное

3. Комплексный реагент-стабилизатор для обработки пресных и слабоминерализованных буровых растворов, включающий талловый пек, отличающийся тем, что он дополнительно содержит дизельное топливо или нефть плотностью от 0,78-0,92 г/см3, алюминий сернокислый (Al2(SO4)3), карбоксиметилцеллюлозу, или гидролизованный полиакрилонитрил, или крахмал при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

дизельное топливо или нефть плотностью от 0,78-0,92 г/см3 25-35
карбоксиметилцеллюлоза, или гидролизованный
полиакрилонитрил, или крахмал 2,5-4
талловый пек 2,5-3,5
алюминий сернокислый 3-4
вода остальное

4. Способ приготовления комплексного реагента-стабилизатора пресных и слабоминерализованных буровых растворов, включающий подготовку водно-углеводородного раствора (дизельное топливо или нефть + вода) с добавлением карбоксиметилцеллюлозы, или гидролизованного полиакрилонитрила, или крахмала, отдельное растворение в воде таллового пека с подогревом до 80°С, смешивание полученного раствора с водно-углеводородным раствором в соответствии с соотношениями, указанными в п.1.

5. Способ приготовления комплексного реагента-стабилизатора пресных и слабоминерализованных буровых растворов, включающий подготовку водно-углеводородного раствора (дизельное топливо или нефть + вода) с добавлением алюминия сернокислого, отдельное растворение в воде таллового пека с подогревом до 80°С, смешивание полученного раствора с водно-углеводородным раствором в соответствии с соотношениями, указанными в п.2.

6. Способ приготовления комплексного реагента-стабилизатора пресных и слабоминерализованных буровых растворов, включающий подготовку водно-углеводородного раствора (дизельное топливо или нефть + вода) с добавлением алюминия сернокислого и карбоксиметилцеллюлозы, или гидролизованного полиакрилонитрила, или крахмала, отдельное растворение в воде таллового пека с подогревом до 80°С, смешивание полученного раствора с водно-углеводородным раствором в соответствии с соотношениями, указанными в п.3.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к жидкости на водной основе для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин при наличии сероводорода и высокой температуры, обладающей регулируемой и повышенной вязкостью, термостойкостью, морозостойкостью, стойкостью к сероводородной и коррозионной агрессии, снижением токсичности используемых реагентов, и может быть использовано при промывке и проведении ремонтных работ.
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, а именно к выносу жидкости из эксплуатационных газоконденсатных скважин. Технический результат изобретения - повышение эффективности выноса водоконденсатной смеси из газоконденсатных скважин в условия низких пластовых давлений и дебитов газовых скважин.

Изобретения могут быть использованы в нефтегазовой промышленности при транспортировке нефти и газа для защиты стальных емкостей и труб. Композиция покрытия от проникновения сероводорода (H2S) содержит, по меньшей мере, один эпокси-функциональный полимер, по меньшей мере, одно металлсодержащее соединение в количестве, достаточном для взаимодействия с H2S с образованием сульфида металла, и, по меньшей мере, один отверждающий агент.
Настоящее раскрытие относится к способу обработки участка подземного пласта, включающего использование жидкости для гидравлического разрыва пласта на водной основе, содержащей быстрорастворимый и легко диспергируемый неочищенный простой эфир полигалактоманнана.

Настоящее изобретение относится к стабилизаторам пены в водных системах при технологических операциях по добыче нефти. Способ увеличения добычи нефти из нефтеносного пласта внутри коллектора, включающий: (a) введение в нефтеносный пласт пенообразующей композиции, содержащей альфа-олефинсульфонат, под давлением, (b) введение в нефтеносный пласт газа под давлением, при этом присутствие пенообразующей композиции оказывает влияние на поток газа внутри нефтеносного пласта, и (c) извлечение нефти через ствол скважины в коллекторе, причем пенообразующая композиция содержит стабилизатор пены, выбранный из алкиламидопропилгидроксисульфобетаина или алкилгидроксисульфобетаина, где алкильная группа представляет собой группу, содержащую от примерно 10 атомов углерода до примерно 24 атомов углерода.

Изобретение относится к способу обработки скважин, способу цементирования (варианты), текучей среде для обработки скважин. Способ обработки скважины включает изготовление текучей среды для обработки, содержащей основную текучую среду и смешанный цементирующий компонент, причем смешанный цементирующий компонент включает печную пыль из двух или более различных источников, где печная пыль выбрана из группы, которую составляют известковая печная пыль, цементная печная пыль и их сочетание, где индекс реакционной способности печной пыли различается для двух или более различных источников; и введение текучей среды для обработки в ствол скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к целевым добавкам к технологическим жидкостям глушения, освоения и заканчивания скважин. Технический результат - стимулирование продуктивности нефтегазоносного пласта за счет совмещения технологических операций с мягкой обработкой породы, позволяющей увеличить фазовую проницаемость, гидрофобизировать обработанную поверхность, удалить капиллярно-связанную воду из пор пласта, удалить осадки и предотвратить их дальнейшее образование.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки с целью увеличения проницаемости призабойной зоны пласта, снижения скин-фактора и увеличения производительности скважины, возможность использования для разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности к составам для глушения скважин, и может быть использовано на предприятиях нефтедобывающей промышленности при проведении подземного и капитального ремонта скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано преимущественно при разработке месторождений нефти с повышенной вязкостью и с высокой минерализацией пластовой воды при паротепловом и пароциклическом воздействии на пласт.

Изобретение относится к добыче нефти из подземной формации. Способ добычи нефти из подземной формации, включающий стадию нагнетания в указанную формацию водной композиции, содержащей от 0,05% до 5 мас.% на основе общего количества водной композиции поверхностно-активного вещества - карбоксилата алкил- или алкенилолигогликозида (простого эфира) согласно приведенной структурной формуле по меньшей мере через один нагнетательный ствол скважины и извлечения сырой нефти из подземной формации по меньшей мере через один добывающий ствол скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности заводнения. 20 з.п. ф-лы, 2 пр., 2 табл.

Изобретение относится к стабильным и неустойчивым сшитым способным разбухать в воде полимерным микрочастицам, которые можно далее превращать в гель, способам их изготовления и их разнообразным применениям. Композиция содержит способные расширяться полимерные микрочастицы, содержащие полимеры на основе акриламида, перекрестно сшитые с помощью неустойчивых сшивающих агентов и стабильных сшивающих агентов. Указанные полимеры обладают способностью вступать в реакцию переамидирования. Микрочастицы смешаны с жидкостью и не вступавшим в реакцию третичным сшивающим агентом, который содержит полиэтиленимин ПЭИ («PEI»). Третичный сшивающий агент обладает способностью далее ковалентно сшивать указанные микрочастицы посредством реакции переамидирования при температуре 150-190°F после разрушения нестойкого сшивающего агента с образованием стабильного геля. Изобретение позволяет получать стабильные гели, стабилизированные и менее восприимчивые к потере жидкости или устойчивые к вымыванию последующими закачками жидкости. 5 н. и 12 з.п. ф-лы, 6 ил., 1 табл., 8 пр.

Изобретение относится к ремонтно-изоляционным тампонажным составам на основе магнезиальных вяжущих веществ и может быть использовано в нефтяной и газовой отраслях промышленности при бурении и ремонте нефтяных, газовых и водных скважин. Предложенный ремонтно-изоляционный тампонажный состав содержит, мас.%: оксид магния - 36,76-34,91, семиводный сульфат магния - 0,37-0,33, гексаметафосфат натрия - 3,7-0,1, нитрилотриметилфосфоновая кислота - 1,7-0,1, хлорид магния - 33,09-31,42, карбонат цинка и/или сульфат марганца - 3,68-3,49, вода - остальное. Техническим результатом является повышение прочности изоляционного материала на изгиб, устойчивости при воздействии водной среды в температурном диапазоне от минус 5°C до 35°C, при одновременном отсутствии потерь прочностных характеристик состава в условиях заводненности. 20 ил., 5 табл.

Изобретение относится к скважинному инструменту для герметизации ствола скважины. Описан скважинный герметизирующий материал с регулируемой скоростью разбухания, включающий композицию, содержащую: полимер, содержащий полимер на нитрильной основе или этилен-пропилен -диеновый сополимерный каучук; абсорбент, причем данный абсорбент содержит акриловый сополимер; первичную сшитую сетчатую структуру, включающую первичные связи между цепями полимера; и вторичную сшитую сетчатую структуру, включающую вторичные связи между молекулами абсорбента, где вторичные связи образуются посредством сшивающего реагента, содержащего титанат, цирконат, аминокарбоновую кислоту, металлохелат, борат, кеталь или их комбинацию, и где вторичные связи разрушаются под действием изменения величины рН, температуры, давления, солености, или их комбинации, тогда как первичные связи остаются незатронутыми под действием тех же условий; и где герметизирующий материал разбухает и герметизирует скважину в результате разрушения вторичной сшитой сетчатой структуры. Также описаны способ регулирования скорости разбухания скважинного герметизирующего материала, композиция для формирования скважинного герметизирующего материала, система для герметизации ствола скважины и скважинный герметизирующий материал с регулируемой скоростью разбухания. Технический результат: получен скважинный герметизирующий материал с регулируемой скоростью набухания. 6 н. и 33 з.п. ф-лы, 9 ил.

Настоящее изобретение относится к композициям полиуретановых тампонажных растворов, применяемых для быстрой остановки утечки фильтрационной воды и борьбы с фильтрационными потерями в процессе проведения разведки колонковым бурением, ведения горных работ и добычи сланцевого газа, рытья котлована под фундамент и соединения подземных тоннелей. Указанную композицию получают в результате добавления силанового связующего агента к изоцианатному форполимеру. Изоцианатный форполимер получают в результате взаимодействия полифункционального изоцианата с полифункциональным полиолом, содержащим по меньшей мере один полиэфирполиол, содержащий 5-30 мас.% этиленоксидных звеньев, и по меньшей мере одного монофункционального гидроксилсодержащего соединения. Монофункциональное гидроксилсодержащее соединение представляет собой полиэтиленоксидный полимер с концевой гидроксильной функциональной группой, моноол на основе полиоксиэтилена-полиоксипропилена или их смесь. Получаемая полиуретановая композиция тампонажного раствора способна удовлетворять требованиям по заливке растворов в рамках практического применения в среде с высоким гидростатическим давлением. 3 н. и 9 з.п. ф-лы, 2 ил., 2 табл., 5 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии интенсификации добычи нефти. Технический результат - повышение стабильности эмульсионных растворов для комплексной технологии интенсификации добычи нефти, получение дополнительной добычи нефти, повышение эффективности на скважинах с высоким дебитом. Способ обработки призабойной зоны пласта - ПЗП, характеризующийся тем, что ПЗП обрабатывают последовательно эмульсионным раствором - ЭР, оторочкой нефти и кислотной композицией, состоящей из 15%-ной соляной кислоты, диэтиленгликоля, уксусной кислоты, гидрофобизатора на основе амидов, ингибитора коррозии и технической воды, причем предварительно определяют смачиваемость горных пород ПЗП продуктивного пласта и в случае гидрофильности горных пород продуктивного интервала применяют ЭР прямого типа следующего состава, мас.%: углеводородная фаза в виде дизельного топлива или подготовленной нефти с нефтесборного пункта 20-25, эмульгатор марки Синол-ЭМ или Синол ЭМИ 3-5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния, содержащий (мас.%): коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте 40, монометиловый эфир пропиленгликоля 59.5 и воду – остальное, - 0.5-3, водная фаза в виде раствора хлорида кальция или раствора хлорида натрия - остальное, а в случае гидрофобности указанных горных пород применяют ЭР обратного типа следующего состава (мас.%): указанная углеводородная фаза 40-45, указанный эмульгатор 3-5, указанный коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния 1-3, водная фаза в виде раствора хлорида кальция или раствора хлорида натрия – остальное. 13 пр., 7 ил.

Изобретение относится к способу цементирования, включающему: обеспечение пуццолановой суспензии, содержащей пуццолан и воду в количестве от 33 мас. % до 200 мас. % по массе пуццолана; обеспечение известковой суспензии, содержащей гашеную известь и воду в количестве от 33 мас. % до 200 мас. % по массе извести; обеспечение возможности отдельного хранения пуццолановой суспензии и известковой суспензии в течение около одного дня или более; смешивание пуццолановой суспензии и известковой суспензии с получением цементной композиции, причем массовое соотношение пуццолана к гашеной извести составляет от 10:1 до 1:1; и обеспечение возможности схватывания цементной композиции.Изобретение относится также к способу вытеснения флюида в подземном пласте и к системе цементирования. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - активация цементных композиций с отсроченным сроком схватывания при сохранении приемлемого времени загустевания и развития прочности на сжатие. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 15 табл., 3 ил.

Группа изобретений относится к покрытию стоматологических керамических материалов. Технический результат – окрашивание без ущерба для яркости, имитация внешнего вида индивидуального природного зуба, легкая наносимость раствора для покрытия. Раствор для окрашивания и придания флуоресценции стоматологическому керамическому изделию на основе диоксида циркония содержит растворитель; окрашивающий агент, содержащий ионы металлов, выбранные из Tb, Er, Pr, Mn и их комбинаций; флуоресцентный агент, содержащий ионы Bi, причем раствор не содержит ионы Fe в количестве более чем приблизительно 0,05 мас.% относительно массы всего раствора. 4 н. и 11 з.п. ф-лы, 5 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и направлено на повышение экономической эффективности добычи углеводородов и вовлечение в разработку новых категорий запасов путем стимуляции скважин. Способ стимуляции скважин путем закачки газовой композиции в призабойную зону пласта, при котором формируют газовую композицию из трех потоков, включающую ПБТ смесь, природный газ или попутный нефтяной газ и азот, которые смешивают перед закачкой, при этом осуществляют управление потоками с возможностью изменения мольного состава компонентов газовой композиции, скорости и объема ее закачки из условия обеспечения значения температуры газовой композиции T1 меньше критической и давления закачки Р1 больше критического. Возможно перед закачкой газовой композиции прокачивать через колонну НКТ буферный азот или ПБТ смесь для обеспечения повышенной фазовой проницаемости пласта. Дополнительно в качестве финальной оторочки возможна закачка в скважину пачки технической воды высокой минерализации с добавлением ингибиторов гидратообразования в объеме колонны НКТ. Для карбонатных пластов в поток газовой композиции дополнительно вводят соляно-кислотную оторочку в смеси с взаимным органическим растворителем. Изобретение позволяет реализовать технологически эффективную и экономически целесообразную альтернативу традиционному методу ГРП на основе технической воды. Новый способ газовой стимуляции ПЗП скважин выступает как современный высокотехнологичный конкурент традиционным методам стимуляции скважин. 4 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и применяется для ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти. Способ ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти включает закачку в пласт водоизоляционного гелеобразующего состава, содержащего следующие компоненты, мас. %: силикат натрия 0,4-8,9%, силикат калия 0,1-4,5%, ацетат хрома 0,4-1,5%, вода - остальное. После закачки водоизоляционной композиции спустя 1,5-3 часа осуществляют прокачку раствора щелочи для восстановления проницаемости нефтенасыщенных интервалов, прокачивают оторочку 10-20% водного раствора гидроксида натрия объемом, не превышающим 0,1-0,2 объема пор призабойной зоны пласта. Индукционный период гелеобразующего состава при пластовой температуре устанавливают равным 3-6 часам. Технологическую паузу выбирают продолжительностью 15-25 часов, за указанный промежуток времени состав полностью переходит из жидкого в гелеобразное состояние. Техническим результатом является повышение эффективности вытеснения нефти из пласта гелеобразующими составами за счет повышения прочности указанных составов к высоким пластовым температурам, повышение коэффициента нефтеотдачи, подключение нефтенасыщенных низкопроницаемых пропластков. 2 ил., 1 пр.
Наверх